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Las Reformas Estructurales:Reforma Energética

Apuntes Didácticos es una colección publicada por la Auditoría Superior de la Federación con los objetivosde fortalecer la capacitación de su personal y compartir el conocimiento en materia de fiscalización superiorcon la sociedad.

Los materiales firmados se consideran responsabilidad exclusiva de su autor y no necesariamente coincidencon los puntos de vista de la Auditoría Superior de la Federación.

Queda estrictamente prohibida la reproducción de los contenidos e imágenes de la publicación sin previaautorización de la Auditoría Superior de la Federación.

Las ReformasEstructurales:Reforma Energética

Índice general

Índice de figuras II

Glosario de Acrónimos IV

Prefacio V

1. Introducción 3

2. Antecedentes 6

2.1. Régimen fiscal petrolero 8

3. La reforma energética 16

4. Impacto de la reforma energética en las finanzas públicas 20

4.1. Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos (LIH) 204.1.1. Ingresos por contratos 204.1.2. Ingresos por asignaciones 234.1.3. ISR petrolero 254.1.4. Impuesto por la actividad de exploración y extracción de hidrocarburos (IAEEH) 26

4.2. Ley del Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización y el Desarrollo (LFMPED) 264.3. Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria (LFPRH) 274.4. Ejercicio de ingresos petroleros del Gobierno Federal 28

5. Sostenibilidad de largo plazo (Actividad con el Simulador CIEP V.3) 35

6. Comentarios finales 43

Bibliografía 46

Índice de figuras

2.1. Dependencia petrolera 112.2. Dependencia petrolera 112.3. Ingresos propios de PEMEX 122.4. Derechos a los hidrocarburos 122.5. Plataforma de producción 132.6. Cantarell 13

5.1. Página principal del Simulador Fiscal CIEP V.3 355.2. Tipo de cambio 365.3. Ingresos petroleros 365.4. Precio del barril 1 375.5. Botón-Calcular 375.6. Incidencia 1 375.7. Perfiles 1 385.8. Proyecciones de ingresos petroleros del Gobierno Federal 1 385.9. Precio del barril 2 395.10. Incidencia 2 395.11. Perfiles 2 405.12. Proyecciones de ingresos petroleros del Gobierno Federal 2 40

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Glosario de Acrónimos

ASF Auditoría Superior de la Federación

CIEP Centro de Investigación Económica y Presupuestaria, A.C.

PEMEX Petróleos Mexicanos

LIH Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos

LFMPED Ley del Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización y el Desarrollo

LFPRH Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria

bpd barril por dólar

DEXT Derecho de extracción por hidrocarburos

iv

Prefacio

El presente apunte didáctico tiene su antecedente en la conferencia “Las Reformas Estructurales: ReformaEnergética”, dentro del ciclo de conferencias Finanzas Públicas y Reformas Estructurales impartidas por elCentro de Investigación Económica y Presupuestaria, A.C. (CIEP), en la Auditoría Superior de la Federacióncomo parte de su Programa Institucional de Capacitación 2016.

Con este material, la Auditoría Superior de la Federación y el CIEP buscan contribuir a que la información semantenga en línea, asequible a cualquier individuo, que sea entendible, técnica, y relevante en materia deeconomía y finanzas públicas, lo que servirá para conseguir una ciudadanía más informada.

El objetivo del presente documento es guiar al lector en el entendimiento general de los elementos de laReforma Energética, así como su motivación y evaluar los efectos en el corto y largo plazo

Este material fue elaborado por el CIEP, bajo el panorama económico y fiscal de los años 2015 y 2016. Lasopiniones, interpretaciones y conclusiones aquí expresadas no necesariamente coinciden con los puntos devista de la Auditoría Superior de la Federación, del CIEP ni de su Directorio Ejecutivo; tampoco implican juicioalguno por parte de estas instituciones sobre la condición jurídica de ninguno de los temas, ni la aprobacióno aceptación de tales conceptos1.

1 Conferencia impartida por el Dr. Héctor Juan Villarreal Páez, el 08 de febrero de 2016 en las instalaciones de la Auditoría Superior de la Federación.

v

1 Introducción

Las Reformas Estructurales: Reforma Energética

El objetivo del presente documento es esclarecer los cambios importantesque se dieron dentro del sector petrolero ante la reforma energética. Paraesto, el trabajo está dividido en cinco partes: 1) Antecedentes de la reformaenergética; 2) Qué sucedió en la reforma energética; 3) Cuál fue el impactoen las finanzas públicas; 4) Ingresos petroleros a largo plazo; y 5) Comenta-rios finales.

En los antecedentes de la reforma energética, se explicará qué leyes eranlas regidoras del sector petrolero en México y se abordará el marco jurídicodel régimen fiscal petrolero. En la segunda parte, se hablará de los cambiosimportantes que se hicieron en la Constitución para llevar a cabo la reformaenergética y se hará un breve resumen del potencial de recursos petrolerosmediante la Ronda Cero y la Ronda Uno. Después, se realizará un resumende los ingresos petroleros que otorgarán los contratistas y asignatarios algobierno federal, así como la distribución de dichos recursos por medio delFondo Mexicano del Petróleo. Finalmente, en la cuarta sección, se realizaráun ejercicio con el Simulador Fiscal CIEP V.3 para que el auditor manipulelos precios del barril y así vea el potencial recaudatorio del gobierno federalmediante los ingresos petroleros.

Al lograr tener un panorama del sector petrolero y sus finanzas públicas, seespera que el lector pueda tener un camino claro para realizar las conexio-nes entre los ingresos recibidos por los contratos y asignaciones y su distri-bución al Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización y Desarrollo, asícomo complementar lo aprendido con ejercicios de estimación mediante elSimulador Fiscal CIEP V.3.

3

2 Antecedentes

Antes de que se llevara a cabo la reforma energética, la exploración y extrac-ción de hidrocarburos dependía exclusivamente del Estado mexicano. Estaactividad era protegida en su totalidad por el artículo 27 de la ConstituciónPolítica de los Estados Unidos Mexicanos. Bajo esta condición existían dosleyes que procuraban la rectoría del sector:

La Ley reglamentaria del artículo 27 constitucional en el ramodel petróleo y.

La Ley de Petróleos Mexicanos.

Asimismo, para que el Estado pudiera obtener la máxima rentabilidad delsector petrolero, éste estaba regido por un régimen fiscal constituido por:

La Ley Federal de Derechos.

La Ley del impuesto Especial sobre Producción y Servicios. Y

La Ley de Ingresos de la Federación.

Dichas leyes resultan relevantes, ya que al aprobarse la reforma energéticadejan de formar parte del régimen fiscal petrolero.

De esta manera, el objetivo de la presente sección es hacer un resumen delpanorama legal, régimen fiscal y de finanzas públicas del sector petrolero,para tener un contexto de los cambios sustanciales que se dieron con lareforma energética.

Ley reglamentaria del artículo 27 constitucional en el ramo del petróleo(Ley reglamentaria)

La Ley reglamentaria explica las actividades que le competen a la industriapetrolera en México, que, de acuerdo con el artículo 3o. de la ley[Cámarade Diputados (2014f)], son:

1. La exploración, la explotación, la refinación, el transporte, elalmacenamiento, la distribución y las ventas de primera manodel petróleo y los productos que se obtengan de su refinación.

2. La exploración, la explotación, la elaboración y las ventas deprimera mano del gas, así como el transporte y el almacena-miento indispensables y necesarios para interconectar su ex-plotación y elaboración.6

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3. La elaboración, el transporte, el almacenamiento, la distribu-ción y las ventas de primera mano de aquellos derivados delpetróleo y del gas que sean susceptibles de servir como mate-rias primas industriales básicas y que constituyen petroquími-cos básicos1.

Dichas actividades se llevarán a cabo, según el artículo 4o. de la Ley Re-glamentaria, por parte de Petróleos Mexicanos (PEMEX) y sus organismossubsidiarios.

PEMEX

PEMEX era un organismo descentralizado con fines productivos, personali-dad jurídica y patrimonio propio que tiene por objeto realizar las actividadesque le corresponden en exclusiva al Estado mexicano en el área estratégicadel petróleo, demás hidrocarburos y petroquímica básica [Cámara de Dipu-tados (2014c)]. Las actividades antes mencionadas - a cargo de la paraestatal -están regidas por medio de la Ley Reglamentaria. Para fines prácticos de estecuadernillo, dichas actividades se mencionarán divididas en cinco subsidia-rias principales: 1) PEMEX-Exploración y Producción; 2) PEMEX-Refinación; 3)PEMEX-Gas y Petroquímica Básica; 4) PEMEX-Petroquímica; y 5) P.M.I. Comer-cio internacional.

Antes de la reforma, las actividades de las subsidiarias eran las siguientes:

PEMEX-Exploración y Producción (PEP) tenía como función la ex-ploración, explotación, transporte, almacenamiento y las ven-tas de primera mano del petróleo y el gas natural.

PEMEX-Refinación, por su parte, se encargaba de la refinación,almacenamiento, distribución y venta de productos petrolerosy sus derivados que puedieran ser usados como materiales in-dustriales brutos.

PEMEX-Gas y Petroquímica Básica se dedicaba a procesar, alma-cenar, transportar y vender gas natural, gas licuado de petróleoy petroquímicos básicos.

PEMEX-Petroquímica tenía como función procesar, almacenar,distribuir y venta de petroquímicos diferentes a los básicos.

Finalmente, P.M.I Comercio Internacional era el brazo comer-cial de PEMEX, y su función era proveer de los servicios de mer-

1 Ejemplo: Etano, propano, butanos, pentanos, hexano, heptano, materia prima para negro de hu-mo, naftas y metano (cuando provenga de hidrocarburos, obtenidos en yacimientos ubicados en elterritorio nacional y se utilice como materia prima en procesos industriales petroquímicos.) 7

cadeo internacional, distribución, administración de riesgo, se-guro y transportación.

2.1 Régimen fiscal petrolero

Antes de la reforma energética, el régimen fiscal petrolero estaba determina-do por los derechos sobre hidrocarburos, el IEPS a las gasolinas y el impuestoal rendimiento petrolero. A continuación se realizará una breve explicaciónde cada uno de los elementos.

Ley Federal de Derechos

De acuerdo con la Ley Federal de Derechos, PEP debía realizar pagos al go-bierno federal por el uso o aprovechamiento de los bienes de dominio pú-blico para extraer hidrocarburos del subsuelo, así como en forma de contri-bución por prestar servicios exclusivos del Estado. Los derechos a los hidro-carburos se encontraban determinados por el Título segundo, Capítulo XII-Hidrocarburos de la Ley Federal de Derechos[Cámara de Diputados (2013c)];en ellos se incluía la manera de tributación del derecho ordinario sobre hi-drocarburos, derecho para la investigación científica y tecnológica en mate-ria de energía, derecho para la fiscalización petrolera, derecho extraordina-rio sobre exportación de petróleo crudo, derecho sobre hidrocarburos parael fondo de estabilización, derecho sobre extracción de hidrocarburos, de-recho especial sobre hidrocarburos y derecho para regular y supervisar laexploración y extracción de hidrocarburos.

IEPS a las gasolinas

Los impuestos definidos en el artículo 2o. A, fracciones I y II, de la Ley delimpuesto Especial sobre Producción y Servicios (LIEPS)[Cámara de Diputados(2013b)], vigente al 2013, se dividían en:

a) IEPS variable. El IEPS variable se refiería a la tasa que fluctúa mensualmen-te de acuerdo con la brecha existente entre el precio del productor (PP) y elprecio de venta antes de llegar a la estación de servicio (PAES, i.e., excluyen-do el costo del flete, la ganancia de los franquiciatarios y los impuestos).

La brecha entre el PP y el PAES, referida en la fracción I, existía debido aque el PP variaba de acuerdo con el precio internacional de referencia y eradiferente para cada una de las Terminales de Almacenamiento y Reparto(TAR) de PEMEX; por el contrario, el PAES era homogéneo a lo largo del país2

y relativamente constante con referencia al Índice Nacional de Precios al

2 Excepto en la región de la frontera norte, donde los precios para la gasolina Premium son diferentes.8

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Consumidor (INPC)3. De modo que la tasa estaba expresada en términos dedichas brechas como porcentaje del PP y, para hallar el monto de recauda-ción del IEPS variable, se debía multiplicar la tasa por el PP y por el volumende ventas de cada combustible. En particular, antes, para obtener los ingre-sos federales por concepto del IEPS variable, se sumaban los resultados alaplicar la fórmula siguiente a cada TAR:

IEPS variable = [Precio antes de llegar a la estación de servicio - Precio delproductor] * Volumen de ventas

Donde,

Precio antes de llegar a la estación de servicio = [(Precio final - Cuota esta-tal)/(1+tasa IVA)]-Margen comercial-Flete-Merma

Precio del productor = Precio de referencia + Ajuste de calidad + Costo demanejo + Costo de transporte

De acuerdo con la fórmula, cuando el PAES era mayor que el PP la recauda-ción era positiva. En caso contrario, si el PP era mayor que el PAES, el IEPSvariable resultaba en un monto negativo y el Gobierno Federal incurría enun gasto fiscal. Ello quiere decir que se deja de recaudar el monto potencialdel IEPS variable al permitir que el precio local de los combustibles sea másbarato que el precio de mercado internacional. De tal forma, la SHCP com-pensaba ese diferencial de precios a PEMEX mediante la acreditación de lospagos positivos del IEPS variable, del IVA a los combustibles o de los dere-chos sobre hidrocarburos, según sea el caso, como lo indicaba el artículo 7,fracción II, de la Ley de Ingresos de la Federación 2013[Cámara de Diputados(2012)].

b) Cuota estatal o Cuota IEPS. La segunda figura impositiva del IEPS a lasgasolinas son las cuotas estatales. Éstas están definidas en el artículo 2o.A, fracción II, de la LIEPS [Cámara de Diputados (2013b)] y corresponden auna tarifa por litro enajenando, que anteriormente era de 0.36 pesos parala gasolina Magna, 0.4392 para la gasolina Premium y 0.2988 para el diésel.Además, en el artículo 6 de las disposiciones transitorias de la misma ley,se establece que a partir del mes de enero del año 2015, estas cuotas sereducirán en 9/11 partes; esto es, la cuota de la gasolina Magna será de0.0655, la de Premium 0.0799 y la de diésel de 0.0543 pesos por litro. Sinembargo, a raíz de los cambios en la fórmula en el 2014, al agregarse el IEPSa los combustibles fósiles las cuotas se mantuvieron cerca de los niveles del2013.

Impuesto a los Rendimientos Petroleros

3 Para más información acerca de la composición del precio de los combustibles, consultar el docu-mento del CIEP: Los precios de las gasolinas y del diésel en México.

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El impuesto a los rendimientos petroleros (IRP) era la contribución que PE-MEX efectúa al Gobierno Federal en sustitución de un impuesto sobre larenta. En particular, los organismos que estaban obligados a pagarlo eranPEMEX Corporación, PEMEX Refinación, PEMEX Gas Natural y PetroquímicaBásica y PEMEX Petroquímica. Este impuesto se encontraba definido en el ar-tículo 7, fracción V, de la Ley de Ingresos de la Federación 2013[Cámara deDiputados (2012)], donde se indica que dichos organismos deben calcularel impuesto a pagar aplicando la tasa del 30% sobre el rendimiento netodel ejercicio fiscal. Éste se calcula restando de los ingresos del ejercicio lasdeducciones autorizadas.

Ingresos propios de PEMEX

Los ingresos propios de PEMEX (IPPEMEX) condensaban los resultados de losdemás componentes de los ingresos petroleros. De acuerdo con la metodo-logía tradicional de la SHCP para consolidar ingreso, gasto y financiamientodel Sector Público, para calcular los ingresos propios de las entidades decontrol presupuestario directo, como es el caso de PEMEX, se contabilizanlos ingresos por ventas de bienes y servicios, netos de impuestos indirectosy de las compras de mercancías para reventa (importaciones). Además, seagregaban ingresos diversos que, para PEMEX, se refierían a la recuperacióndel Impuesto Especial sobre Producción y Servicios por enajenación de ga-solinas y diésel (IEPS petrolero), cuando éste era negativo. En seguida, se lerestaban los gastos por concepto de pago de derechos y enteros que efec-túan al Gobierno Federal, que en el caso de la paraestatal petrolera eran losderechos sobre los hidrocarburos y el impuesto a los rendimientos petrole-ros. Esto se realizaba para evitar el doble conteo de ingresos públicos querecibe el gobierno federal mediante las contribuciones de las paraestatales.

Ingresos petroleros antes de la reforma energética

La dependencia que existe por parte del Gobierno Federal del sector petro-lero, se puede observar en la figura 2.1, ya que los ingresos petroleros de2000 a 2013 promedian el 33.51% de los ingresos presupuestarios. Asimis-mo, en la figura 2.2 se muestra que los ingresos petroleros de 2000 a 2013representaron una proporción promedio de 6.9% del PIB.

Si se considera un horizonte de tiempo de 2000 a 2013, mediante las ventasinternas, externas y de servicios, en la figura 2.3 se observa que la proporciónde los ingresos propios de PEMEX representan en promedio el 35%.

Los derechos a los hidrocarburos (ver figura 2.4) proporcionaban el 85.31%del total recaudado del derecho ordinario sobre hidrocarburos, derecho es-pecial sobre hidrocarburos y el derecho adicional sobre hidrocarburos a larecaudación federal participable4.

4 De 2008 a 2013 su contribución estuvo por encima del 25% del total de la recaudación federal10

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Fig 2.1: Dependencia petrolera

Fig 2.2: Dependencia petrolera

La necesidad de una reforma energética en México se debió principalmentea dos factores: una reducción en la plataforma de producción y un po-tencial en las reservas petroleras del país. La plataforma de produccióndel país ha disminuido principalmente por una reducción de la extracción decrudo del Activo Integral Cantarell (ver figura 2.5 y figura 2.6). La proporciónde producción de Cantarell pasó de ser 63.15% en 2004, a 17.44% en 2013.

participable 11

Fig 2.3: Ingresos propios de PEMEX

Fig 2.4: Derechos a los hidrocarburos

El potencial de las reservas petroleras se basa en que México ha encontradorecursos prospectivos importantes en Aguas Profundas; a enero de 2014,Aguas Profundas tiene una proyección de 27.1 miles de millones de barrilesde petróleo crudo equivalente en recursos prospectivos convencionales. Sinembargo, ante una reducción en sus plataformas de producción, PEMEX noha tenido los recursos para desarrollar el potencial que pudiera incrementarla producción de hidrocarburos en México.

En 2008, durante la administración del presidente Felipe Calderón, se intentó12

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Fig 2.5: Plataforma de producción

Fig 2.6: Cantarell

mejorar la productividad del sector mediante la aplicación de contratos deservicios y diferentes reglamentaciones. No obstante fue insuficiente y laproducción continuó disminuyendo.

13

3 La reformaenergética

La reforma energética se inició el 20 de diciembre de 2013 cuando se publi-can en el Diario Oficial de la Federación (DOF) los cambios en los artículos 25,27 y 28 en la Constitución. Un cambio significativo en el sector energéticoes la adición del párrafo séptimo del artículo 27, donde se establece la posi-bilidad de establecer contratos con la iniciativa privada para la exploración yextracción de hidrocarburos:

“(…) Con el propósito de obtener ingresos para el Estado que contribuyanal desarrollo de largo plazo de la Nación, ésta llevara a cabo las actividadesde exploración y extracción del petróleo y demás hidrocarburos medianteasignaciones a empresas productivas del Estado o a través de contratos conéstas o con particulares, en los términos de la Ley Reglamentaria. Para cum-plir con el objeto de dichas asignaciones o contratos las empresas producti-vas del Estado podrán contratar con particulares (…)” [Cámara de Diputados(2013a)].

A la par, se reforma el párrafo sexto del artículo 28 donde se introduce elFondo Mexicano del Petróleo como administrador de los recursos que sereciban mediante las actividades de exploración y extracción de hidrocarbu-ros:

“(…) El Estado contará con un fideicomiso público denominado Fondo Mexi-cano del Petróleo para la Estabilización y el Desarrollo, cuya Institución Fidu-ciaria será el banco central (Banco de México) y tendrá por objeto, en lostérminos que establezca la ley, recibir, administrar y distribuir los ingresosderivados de las asignaciones y contratos a que se refiere el párrafo sépti-mo del artículo 27 de esta Constitución, con excepción de los impuestos”[Cámara de Diputados (2013a)].

En estas modificaciones se establecen los pilares que ayudarán a formarel nuevo régimen fiscal petrolero, aunado a los artículos transitorios quemarcan la pauta de implementación de la reforma; primero, con los anunciosde las rondas y, segundo, con la elaboración de las leyes secundarias.

Ocho meses después de haberse realizado los cambios en la Constituciónen materia de energía, el gobierno federal, por medio de la Secretaría deEnergía (SENER), da a conocer el 13 de agosto de 2014 las asignaciones dela Ronda Cero y las áreas y campos posibles a concursar en la Ronda Uno.

El proceso de la Ronda Cero comenzó el 21 de marzo de 2014 cuando PEMEXsolicitó a la SENER 20.58 mil millones de barriles de petróleo crudo equiva-lente (mmbpce) en reservas 2P y 34.8 mil mmbpce de recursos prospectivos,los cuales representan el 100% y el 31%, respectivamente, de sus reservas.

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Dada la solicitud de PEMEX, la SENER otorgó a la empresa productiva delEstado en la Ronda Cero lo siguiente:

1. En actividades de extracción de hidrocarburos, se otorgó a PE-MEX un volumen de 20,589 millones de barriles de petróleocrudo equivalente en reservas 2p, lo cual significa una produc-ción de 2,500 miles de barriles diarios durante 15.5 años.

2. En actividades de exploración de hidrocarburos, se le otorgó aPEMEX un volumen de 23,447 millones de barriles de petróleocrudo equivalente, lo que significa una producción aproximadade 5 años.

En la Ronda Uno se ofrecieron 169 bloques, donde 60 corresponden a pro-yectos de extracción y 109 a proyectos de exploración. La totalidad de losbloques cubre una superficie de 28,500 km2 y representa un volumen de3,782 mmbpce a proyectos de extracción y 14, 606 mmbpce a proyectos deexploración. Ejemplos:

1. En Aguas Profundas: Área Perdido, se establecen recursos pros-pectivos de 1,591 millones de barriles de petróleo crudo equi-valente.

2. En Aguas Profundas: Sur, se establecen recursos prospectivosde 3,222 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

3. En Chicontepec y no convencionales, se establecen recursosprospectivos de 8,927 y reservas 2p de 2,678 millones de barri-les de petróleo crudo equivalente.

4. En terrestres, aguas someras y aceites extra-pesados, se esta-blecen reservas 2p de 1,104 millones de barriles de petróleocrudo equivalente.

5. No convencionales, se establecen recursos prospectivos de 142millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

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4

Impacto de lareformaenergética enlas finanzaspúblicas

El principal efecto que tuvo la reforma energética sobre las finanzas públi-cas fue un cambio en la composición del régimen fiscal petrolero. Antes de2015, como semenciona en los antecedentes, los ingresos petroleros del go-bierno federal se conformaban por los derechos a los hidrocarburos, IEPS degasolinas y el impuesto al rendimiento petrolero. Ahora, con la creación dela Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos, los ingresos petroleros del gobiernofederal se definen por las transferencias del Fondo Mexicano del Petróleopara el Desarrollo y la Estabilización y el ISR petrolero.

De la misma manera que la recaudación, ante la modificación en el régimenfiscal petrolero, la distribución de los recursos obtenidos por las actividadesde exploración y extracción de hidrocarburos cambia su destino de acuerdocon:

La Ley del Fondo Mexicano del Petróleo para el Desarrollo y laEstabilización.

La Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.

Dado el nuevo marco jurídico de los ingresos petroleros, a continuación sepresenta cómo se recaudan y distribuyen los recursos obtenidos por partedel sector de hidrocarburos, segmentados por la ley que los rige.

4.1 Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos (LIH)

En términos de finanzas públicas, según el artículo 1o, fracción I, la LIH tienecomo finalidad establecer:

“El régimen de los ingresos que recibirá el Estado mexicano derivados de lasactividades de exploración y extracción de hidrocarburos que se realicen através de las asignaciones y contratos a que se refieren el artículo 27, párrafoséptimo, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos y la Leyde Hidrocarburos, así como las contraprestaciones que se establecerán enlos contratos (...)”[Cámara de Diputados (2014b)].

4.1.1 Ingresos por contratos

En este apartado se explicaran brevemente los ingresos que recibiría el Es-tado mediante los contratos. En el cuadro 4.1 se expone un resumen de las20

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contraprestaciones según el tipo de contrato1 establecido en la LIH.

Cuadro 4.1: Resumen de ingresos por contratos

Tipo de contrato Contraprestación a favor del Estado

Licencia

Bono a la firma; Cuota contractualpara la fase exploratoria; Regalías;Contraprestación en función del valorcontractual de los hidrocarburos

Utilidad compartidaCuota contractual para la faseexploratoria; Regalías; % a la utilidadoperativa

Producción compartidaCuota contractual para la faseexploratoria; Regalías; % a la utilidadoperativa

ServiciosLos contratistas entregarán latotalidad de la produccióncontractual al Estado

Fuente: Elaborado por el CIEP con información de la Cámara de Diputados (2014b).

Cada una de estas contraprestaciones tiene su método de cálculo, sin em-bargo, la LIH solo proporciona el cálculo de la cuota contractual para la faseexploratoria (cuota) y las regalías. En el caso de la cuota, el artículo 23 explicaque ésta se obtendrá de la manera siguiente (ver cuadro 4.2):

Según el artículo 24 de la LIH, las regalías se establecerán dependiendo delvalor contractual de cada hidrocarburo; por ejemplo:

Petróleo

Cuando el precio contractual del petróleo sea inferior a 48 dó-lares por barril:

Regalía = Valor contractual del petróleo * 0.075.

1 Dichas contraprestaciones están determinadas en el Título Segundo, Capítulo I-“De las contrapresta-ciones de los contratos” de la LIH. 21

Cuadro 4.2: Cuota contractual para la fase exploratoria

Periodo Cuota∗

Durante los primeros 60 meses de vigencia del contrato $1,150 pesos por kilómetrocuadrado

A partir del mes 61 de vigencia del contrato y en adelante $2,750 pesos por kilómetrocuadrado


Nota 1 (*) Dichas cuotas incrementarán conforme la inflación cada año.

Cuando el precio contractual del petróleo sea mayor o igual a48 dólares por barril:

Regalía = Valor contractual del petróleo * [(0.125*precio con-tractual del petróleo)+1.5]/100

Gas natural

Cuando se trata de gas natural asociado:

Regalía = Valor contractual del gas natural asociado * [preciocontractual del gas natural/100]

Cuando se trata de gas natural no asociado:

1. Cuando el precio contractual del gas natural seamenor o igual a 5 por millón de British ThermalUnits (BTU):

Regalía = Valor contractual del gas natural * 0

2. Cuando el precio contractual del gas natural seamayor a 5 y menor a 5.5 dólares por millón deBTU:

Regalía = Valor contractual del gas natural * [(pre-cio contractual del gas natural - 5)*60.5]/preciocontractual del gas natural/100

3. Cuando el precio contractual del gas natural seamayor o igual a 5.5 dólares:

Regalía = Valor contractual del gas natural * [pre-cio contractual del gas natural/100]

Condensados22

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Cuando el precio contractual de los condensados sea inferiora 60 dólares por barril:

Regalía = Valor contractual del petróleo * 0.05


Regalía = Valor contractual del petróleo * [(0.125*precio con-tractual del petróleo)-2.5]/100

Por lo que respecta al bono a la firma, el porcentaje a la utilidad operativay la contraprestación en función del valor contractual de los hidrocarburos,su cálculo se determina dependiendo de lo que especifique la Secretaría deHacienda y Crédito Público en cada contrato en particular.

4.1.2 Ingresos por asignaciones

En el caso de la empresa productiva subsidiaria dedicada a las actividades deexploración y extracción de hidrocarburos ( como asignataria), su régimenfiscal se encuentra definido en el Título tercero-“De los ingresos derivados deasignaciones”. Los ingresos son: derecho por la utilidad compartida, derechode extracción de hidrocarburos y derecho de exploración de hidrocarburos.

De acuerdo con el artículo 39 de la LIH, el derecho por la utilidad compartidase obtiene mediante el pago de una tasa del 65% a “la diferencia que resul-te de disminuir del valor de los Hidrocarburos extraídos durante el ejerciciofiscal de que se trate, incluyendo el consumo que de estos productos efec-túe el asignatario, así como las mermas por derramas o quema de dichosproductos, las deducciones permitidas en el artículo 40 de esta ley”.

Sin embargo, el artículo segundo, fracción VIII, de las disposiciones finalesde la LIH establece que en lugar de aplicar la tasa de 65% como se habíaexpuesto anteriormente, durante los ejercicios fiscales 2015 a 2018 se apli-carán las tasas siguientes mostradas en el cuadro 4.3:

En el cuadro4.3 se observa que la tasa del derecho por utilidad compartidaes diferente a la establecida en el artículo de la LIH, y ésta en 2015 empiezacon una tasa de 70% hasta disminuir en 2018 a una tasa de 66.25%.

Por su parte, el derecho de extracción de hidrocarburos se obtiene de lamisma manera que el cobro de regalías en el caso de los contratos, con ladiferencia de que a las fórmulas se les elimina el término contractual de losvalores; por ejemplo:

Petróleo 23

Cuadro 4.3: Tasa% Derecho por utilidad compartida

Ejercicio Fiscal Tasa ( %)

2015 70.00

2016 68.75

2017 67.50

2018 66.25


Cuando el precio contractual del petróleo sea inferior a 48 dó-lares por barril:

Derecho de extracción de hidrocarburos (DEXT) = Valor contrac-tual del petróleo * 0.075


DEXT = Valor contractual del petróleo * [(0.125*precio contrac-tual del petróleo)+1.5]/100

Gas natural

Cuando se trata de gas natural asociado:

DEXT = Valor contractual del gas natural asociado * [precio con-tractual del gas natural/100]

Cuando se trata de gas natural no asociado:

1. Cuando el precio contractual del gas natural seamenor o igual a 5 por millón de BTU:

DEXT = Valor contractual del gas natural * 0

2. Cuando el precio contractual del gas natural seamayor a 5 y menor a 5.5 dólares por millón deBTU:

DEXT = Valor contractual del gas natural * [(preciocontractual del gas natural - 5)*60.5]/precio con-tractual del gas natural/100

3. Cuando el precio contractual del gas natural seamayor o igual a 5.5 dólares:

DEXT = Valor contractual del gas natural * [preciocontractual del gas natural/100]24

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Condensados

Cuando el precio contractual de los condensados sea inferiora 60 dólares por barril:

DEXT = Valor contractual del petróleo * 0.05


DEXT = Valor contractual del petróleo * [(0.125*precio contrac-tual del petróleo)-2.5]/100

De igual forma, como se observa en el cuadro 4.4, el derecho de exploraciónde hidrocarburos se cobra de manera similar que la cuota establecida en elartículo 23 de la LIH.

Cuadro 4.4: Derecho de exploración de hidrocarburos

Periodo Derecho de exploración dehidrocarburos∗

Durante los primeros 60 meses de vigencia del contrato $1,150 pesos por kilómetrocuadrado

A partir del mes 61 de vigencia del contrato y en adelante $2,750 pesos por kilómetrocuadrado


Nota 1 (*) Dichas cuotas incrementarán conforme la inflación cada año.

Es decir, para los primeros 60 meses se cobra 1,150 pesos por kilómetrocuadrado; en el mes 61 se empieza a cobrar una cantidad de 2,750 pesospor kilómetro cuadrado.

4.1.3 ISR petrolero

Los asignatarios al igual que los contratistas serán responsables de pagar ala Tesorería de la Federación lo correspondiente por concepto de ISR. Sinembargo, en el artículo 32 de la LIH existen consideraciones que sustituyenlas deducciones establecidas en los artículos 33 y 34 de la Ley del Impuestosobre la Renta. Dichas deducciones son:

El 100% del monto original de las inversiones realizadas para laexploración, recuperación secundaria y mejorada, y el manteni-miento no capitalizable, en el ejercicio en el que se efectúen. 25

El 25% del monto original de las inversiones realizadas parael desarrollo y explotación de yacimientos de petróleo o gasnatural, en cada ejercicio.

El 10% del monto original de las inversiones realizadas en infra-estructura de almacenamiento y transporte indispensable parala ejecución del Contrato, como oleoductos, gasoductos, ter-minales, transporte o tanques de Almacenamiento necesariospara llevar la producción contractual a los puntos de entrega,medición o fiscalización determinados en cada Contrato, encada ejercicio.

4.1.4 Impuesto por la actividad de exploración y extracciónde hidrocarburos (IAEEH)

El IAEEH no es un ingreso que forme parte de los ingresos petroleros delgobierno federal. No es un ingreso que reciba el Fondo Mexicano del Pe-tróleo, sin embargo, dicho impuesto sí forma parte de la Ley de Ingresosde la Federación y está determinado en la LIH en el artículo 55 [Cámara deDiputados (2014b)], el IAEEH se obtiene dependiendo del área contractualo de asignación de la siguiente manera:

a) Durante la fase de exploración 1,500 pesos por kilómetrocuadrado.

b) Durante la fase de extracción 6,000 pesos por kilómetro cua-drado.

4.2 Ley del Fondo Mexicano del Petróleo parala Estabilización y el Desarrollo (LFMPED)

El Fondo Mexicano del Petróleo tiene la función de “recibir, administrar, in-vertir y distribuir los ingresos derivados de las asignaciones y los contratos(…)” [Cámara de Diputados (2014d)] de las actividades de exploración y ex-tracción de hidrocarburos. En esta sección, se mostrará el papel del Fondoen la distribución de los recursos petroleros.

De acuerdo con el artículo 16, fracción II, incisos a-g, el Fondo Mexicano delPetróleo realizará las transferencias ordinarias siguientes:

1. Al Fondo de estabilización de los ingresos presupuestarios.26

Febrero | 2016


2. Al Fondo de estabilización de los ingresos de las Entidades Fe-derativas.

3. Al Fondo de extracción de hidrocarburos.

4. Al Fondo sectorial CONACYT-SENER-Hidrocarburos, incluyendolos montos que, conforme la distribución que determine su co-mité técnico, se destinen a fondos de investigación científicay desarrollo tecnológico de institutos de investigación en ma-teria de hidrocarburos.

5. Al Fondo sectorial CONACYT-SENER-Sustentabilidad energética;

6. A la Auditoria Superior de la Federación.

7. A los municipios colindantes con la frontera o litorales por losque se realice materialmente la salida del país de los hidrocar-buros.

8. Al Presupuesto de Egresos de la Federación (4.7% del PIB).

Al completar la distribución de los recursos, el Fondo Mexicano del Petróleodestinará los recursos a la reserva del fondo, y estos ingresos, al pasar del3% del PIB se destinarán a las transferencias extraordinarias del fondo.

4.3 Ley Federal de Presupuesto y ResponsabilidadHacendaria (LFPRH)

Por su parte, la LFPRH explica cómo se calcularán las transferencias ordinariasy extraordinarias del Fondo Mexicano del Petróleo (ver cuadro 4.5). Dichoslineamientos se encuentran en el Título Quinto, Capítulos I y II, [Cámara deDiputados (2014e)].

El cuadro 4.5 muestra un mapa de la distribución de los recursos que seobtienen mediante los ingresos petroleros del gobierno federal. Al logrardistribuir la totalidad de las transferencias ordinarias, los ingresos petrolerosrestantes se dirigen a la reserva del fondo; si dichos recursos rebasan unacantidad de 3% del PIB, estos se repartirán a las transferencias extraordina-rias de la manera siguiente:

1. Un 10% al fondo para el sistema de pensión universal.

2. Un 10% para financiar proyectos de inversión en ciencia, tec-nología e innovación, y en energías renovables. 27

3. Un 30% para fondear un vehículo de inversión especializadoen proyectos petroleros y en inversiones en infraestructura pa-ra el desarrollo nacional.

4. Un 10% para becas para la formación de capital humano enuniversidades y posgrados.

5. El resto de los recursos se quedarían en el patrimonio de lareserva del fondo.

4.4 Ejercicio de ingresos petroleros del GobiernoFederal

Una vez que se expuso el contexto legal de los ingresos petroleros del Go-bierno Federal, el primer paso es hacer un ejercicio con la LIF 2015, ILIF 2016y LIF 2016 para entender cómo se estiman los recursos y cómo estos los ad-ministra el Fondo Mexicano del Petróleo. Debido a que en la composiciónde la LIF no existe una división del ISR donde se mencione que cantidad esrecaudada por parte de las actividades de exploración y extracción de hidro-carburos, una buena aproximación para obtener dicha cantidad es medianteel anexo de estimación de finanzas públicas de los Criterios Generales de Po-lítica Económica.

Para fines ilustrativos, utilizaremos el Anexo B.2 de los CGPE 2016. En elanexo se puede observar que por ingresos petroleros del Gobierno Fede-ral se espera recaudar una cantidad de 756,099.3 millones de pesos (mdp)para 2015 y para 2016 se estima una cantidad de 472,050.2 mdp2.

Con esa información, el segundo paso es revisar en la LIF 2015, ILIF 2016 yLIF 2016 el monto que se estima en las transferencias ordinarias del FondoMexicano del Petróleo.

Al obtener los datos, la aproximación del ISR petrolero se obtiene de la ma-nera siguiente:

ISR petrolero 2015 = 756,099.3 – 745,099.3 = 11,000 mdp

ISR petrolero 2016 = 472,050.2 – 471,539.8 = 510.4 mdp

Ya con las estimaciones del ISR petrolero, los ingresos petroleros del Go-bierno Federal quedan de la siguiente manera (ver cuadro 4.6):

2 Aunque con esa información es posible hacer las estimaciones para el Fondo Mexicano del Petróleo,conocer cuánto se estima por ISR es útil para poder proyectar la cantidad esperada para cubrir el PEFen un 4.7% del PIB.28

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En el cuadro 4.6 se muestran los ingresos petroleros del gobierno federal de2015 y 2016. Para 2015 se calcula una recaudación de $756,099.3 millonesde pesos, en tanto que en 2016, se espera una recaudación de $486,046.4millones de pesos.

Por último, con la información del cuadro4.5, es posible proyectar la distri-bución de los Fondos del Fondo Mexicano del Petróleo. A continuación sepresenta la estimación de los elementos que conforman el fideicomiso:

Con la ayuda de los métodos de estimación del cuadro 4.5 y las estimacio-nes del cuadro 4.6 fue posible lograr las proyecciones del cuadro 4.7. Endicho cuadro, se observa que para 2015 se espera una recaudación total detransferencias ordinarias de $838,501.5 millones de pesos, y para 2016, seestiman unos ingresos por transferencias ordinarias de $902,810.8 millonesde pesos.

29

Cuadro 4.5: Elementos de las transferencias ordinarias del FondoMexicano del Petróleo

Concepto Método de estimación

Fondo de estabilización delos ingresos presupuestarios

Se multiplica los ingresos petrolerosaprobados del Gobierno Federal

aprobados en la LIF por un factor de0.022

Fondo de estabilización delos ingresos de las EntidadesFederativas



Fondo sectorial CONACYT-SENER-Hidrocarburos


aprobados en la LIF por un factor de0.0065 y el resultado por 0.65

Fondo de investigacióncientífica y desarrollotecnológico del InstitutoMexicano del Petróleo



Fondo sectorial CONACYT-SENER-Sustentabilidadenergética



Fondo de extracción dehidrocarburos



Auditoria Superior de laFederación



Transferencia a losmunicipios colindantes conla frontera o litorales por losque se realice materialmentela salida del país de loshidrocarburos



PEF (4.7% del PIB)

Se multiplica el PIB estimado en losCGPE por 0.047 y al resultado se le

resta lo estimado por ISR petrolero yla suma de las transferenciasordinarias antes calculadas.

TOTALLa suma de las transferenciasincluyendo lo destinado al PEF

Fuente: Elaborado por el CIEP con información de la Cámara de Diputados (2014e).

30

Febrero | 2016


Cuadro 4.6: Ingresos petroleros del Gobierno Federal 2015 y 2016

ConceptoLIF 2015

(millones depesos)

LIF 2016(millones de

pesos)

Ingresos petroleros del Gobierno Federal $756,099.3 $486,046.4

Transferencias ordinarias del Fondo Mexicano del Petróleo $745,099.3 $485,536.0

ISR petrolero estimado $11,000 $510.4

Fuente: Elaborado por el CIEP con información de la Cámara de Diputados(2014a),Cámara de Diputados (2015) y SHCP (2015).

31

Cuadro 4.7: Elementos de las transferencias ordinarias del FondoMexicano del Petróleo 2015 y 2016

ConceptoLIF 2015 (millones

de pesos)LIF 2016 (millones

de pesos)

Fondo de estabilización de los ingresospresupuestarios

$16,634.19 $10,693.02

Fondo de estabilización de los ingresos de lasEntidades Federativas

$4,839.04 $3,110.70

Fondo sectorialCONACYT-SENER-Hidrocarburos

$3,194.52 $2,053.55

Fondo de investigación científica y desarrollotecnológico del Instituto Mexicano delPetróleo

$737.20 $473.89

Fondo sectorialCONACYT-SENER-Sustentabilidad energética

$982.93 $631.86

Fondo de extracción de hidrocarburos $6,578.06 $4,228.60

Auditoria Superior de la Federación $40.83 $26.25

Transferencia a los municipios colindantescon la frontera o litorales por los que serealice materialmente la salida del país de loshidrocarburos

$385.61 $247.88

PEF (4.7% del PIB) $805,109.13 $881,345.05

TOTAL $838,501.50 $902,810.80

Fuente: Elaborado por el CIEP con información de la Cámara de Diputados (2014e), Cá-mara de Diputados (2014a) y Cámara de Diputados (2015).

32

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5

Sostenibilidadde largo plazo(Actividad conel SimuladorCIEP V.3)


Esta sección estará dedicada a realizar un ejercicio con el Simulador CIEPV.3, en él llevaremos a cabo una estimación de los ingresos petroleros delGobierno Federal de 2016 a 2030. Para esto, se presentan los supuestos conlos cuales se creó el algoritmo para la proyección de estos recursos:

1. Se considera la plataforma de producción completa, es decirplataforma de exportación de crudo y consumo nacional.

2. El ISR petrolero se establece constante en los 15 años, siendoafectado solamente por el crecimiento económico y la infla-ción.

3. No se considera los posibles ingresos por contratos.

4. No se realiza deducciones al derecho por la utilidad comparti-da.

5. El valor del petróleo representa el 60% del valor de los hidro-carburos.

6. El total obtenido es la suma del ISR petrolero, el derecho porla utilidad compartida, el derecho por extracción de hidrocar-buros y el derecho de exploración de hidrocarburos

7. Para obtener la mezcla mexicana se multiplica el precio del WTIpor 0.96.

A sabiendas de las condiciones antes expuestas, accedemos a la página delSimulador CIEP V.3, http://simuladorfiscal.ciep.mx/:

Fig 5.1: Página principal del Simulador Fiscal CIEP V.3

El primer paso que se realizará será determinar el tipo de cambio en la sec-ción otros parámetros en la página del simulador. Para este ejercicio (ver 35

http://simuladorfiscal.ciep.mx/

figura 5.2) se eligió de 2015 a 2019 un tipo de cambio de 18.3 pesos pordolar, de 2020 a 2024 un tipo de cambio de 20.2 pesos por dolar, de 2025 a2029 un tipo de cambio de 21.6 pesos por dólar y de 2030 en adelante untipo de cambio de 22.5:

Fig 5.2: Tipo de cambio

Segundo paso, se presiona el botón de ingresos y nos dirigimos a la secciónde ingresos petroleros. En la pantalla se podrá observar un desplegado deprecios de barril de la siguiente manera (ver figura 5.3):

Fig 5.3: Ingresos petroleros

Tercero, ya en la sección de precio de barril, seleccionaremos los precios queconsideramos aptos dada la realidad del mercado internacional del petróleo.A modo de ejemplo para 2016 se eligió un precio de 49.2 dólares por barril(dpb), para 2017 un precio de 55.8 dpb, en 2018 se seleccionó un precio de65.4 dpb, en 2019 un precio de 71.2 dpb, en 2020 un precio 72.7 dpb y asísucesivamente hasta llegar a 2030 con un precio de 105.8 dpb:36

Febrero | 2016


Fig 5.4: Precio del barril 1

Al decidir los precios del barril, se presiona el botón de calcular:

Fig 5.5: Botón-Calcular

Después de unos segundos, se obtiene lo siguiente:

Incidencia

Fig 5.6: Incidencia 1

En la figura 5.6, se observa que con el precio determinado de 49.2 dpb en2016, se estima una recaudación de $592,224 mdp por ingresos petroleros.Dicha cifra representa el 3.2% del PIB. 37

Perfiles

Fig 5.7: Perfiles 1

En la figura 5.7, se observa una línea horizontal con una cantidad de contri-buyentes promedio igual a 1, esto se debe a que los recursos petroleros sedistribuyen de manera equitativa entre la población en nuestras estimacio-nes.

Proyecciones de los ingresos petroleros del Gobierno Federal

Fig 5.8: Proyecciones de ingresos petroleros del Gobierno Federal1

La línea roja de la figura 5.8 refleja las estimaciones de los ingresos petrolerosde acuerdo con los supuestos expuestos al inicio de la sección, el tipo decambio y el precio de barril.

Ahora bien, si regresamos al desplegado de la figura 5.4 y se modifican losvalores de 2016 a 2030 a precios entre 30 dpb y 40 dpb, se observa lo si-guiente:38

Febrero | 2016


Fig 5.9: Precio del barril 2

Manteniendo el tipo de cambio como se estableció en el inicio del ejerci-cio, los resultados que arroja el simulador después depresionar el botón decalcular son los siguientes:

Incidencia

Fig 5.10: Incidencia 2

Debido al cambio de precio del barril en 2016 de 49.2 a 30 dpb, en la figura5.10, se estima una recaudación de $348,703 mdp de ingresos petrolerosdel Gobierno Federal y una proporción de PIB de 1.9%.

Pefiles 39

Fig 5.11: Perfiles 2

De la misma manera que la figura 5.7, en la figura 5.11 no existe ningúncambio por la razón expuesta anteriormente1.

Proyecciones de los ingresos petroleros del Gobierno Federal

Fig 5.12: Proyecciones de ingresos petroleros del Gobierno Fede-ral 2

En este caso, en la figura 5.12, a diferencia de la figura 5.8, se observa unacaída de las proyecciones de los ingresos petroleros.

Después de este ejercicio con el Simulador Fiscal CIEP V.3, se recomiendacrear escenarios para entender la importancia de los ingresos petroleros delGobierno Federal en las finanzas públicas del país2.

1 Los recursos petroleros se distribuyen de manera equitativa entre la población en nuestras estima-ciones.

2 Se sugiere cambiar el tipo de cambio y el precio del barril de manera que refleje condiciones demercado y estimaciones de especialistas.40

Febrero | 2016

6 Comentariosfinales


Este documento tiene como objetivo categorizar elementos de la ReformaEnergética, así como su motivación y evaluar los efectos en el corto y largoplazo. Esto se logra mediante un análisis extensivo del nuevo régimen fiscalpetrolero, determinado por la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos, la Leydel Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización y el Desarrollo y laLey Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria. Conectar las tresleyes ayuda a entender el mapa de los ingresos petroleros del gobiernofederal y a tener una mayor claridad de la administración de los recursospetroleros.

Mediante este mapa del régimen fiscal petrolero y el uso del Simulador FiscalCIEP V.3, el auditor podrá detectar los retos que todavía existen en la imple-mentación de la reforma energética ya que, como se observó en el cuadro4.6, los ingresos petroleros se encuentran por debajo de la expectativa de re-caudación del total de las transferencias ordinarias del Fondo Mexicano delPetróleo (ver cuadro 4.7). Es decir, existe un largo camino por recorrer paralograr cumplir el total de las transferencias ordinarias del Fondo Mexicanodel Petróleo y empezar a dirigir los recursos a las reservas del fondo.

Esto sugiere que, aun cuando la realidad del sector petrolero se encuentraen un momento complicado, las leyes no permiten adaptarse a las circuns-tancias actuales y se mantienen en crecimiento elementos complicados deobtener y es fácil perder de vista uno de los propósitos del Fondo Mexi-cano del Petróleo, el ahorro de largo plazo. Por consiguiente, es importanterepensar un sistema fiscal mexicano que incremente su capacidad de inver-sión mediante mecanismos como el Fondo Mexicano Petróleo y a la par vayadisminuyendo su dependencia a la volatilidad del sector petrolero.

43

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